電力システム運用

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approfondimento - 電力システム運用

天然ガス依存型電力システムにおいて、再生可再生エネルギーの統合や需要の不確実性の高まりに直面する中で、より高コストな二次燃料への緊急移行を管理するための意思決定支援ツールを開発する。

再生可能エネルギー導入の増加に伴い、周波数維持のための調整力コストが大幅に増加している。このコストを発電所や大口需要家に適切に負担させることで、発電設備投資を適切に誘導し、電力システム全体のコスト削減につなげる。

本論文は、発電機の出力変動モデルを分析し、混雑の影響を考慮することで、計算効率を大幅に向上させつつ、ほぼ最適な発電計画ソリューションを提供する新しい簡略化手法を提案する。

アイルランドと北アイルランドの全島電力系統(AIPS)における実際の大規模低慣性電力系統の事例を通して、過渡安定性、周波数安定性、電圧安定性の評価を行った。その結果、現時点では周波数安定性、特に周波数変化率(RoCoF)が主要な制約となっていることが明らかになった。

太陽光PVの統合は、アイルランド・北アイルランド全島電力システム(AIPS)の実時間運用に課題をもたらしている。特に、周波数維持、電圧管理、最小運用需要の確保などが困難になっている。

PowerSimulations.jlは、柔軟で公開ソースのJulia言語ベースの電力システム運用シミュレーションツールであり、生産コストモデルを含む準静的な電力システムシミュレーションを可能にする。

電力系統の最大初期RoCoFは発電機バスで発生し、これを考慮した最適慣性配分と慣性市場メカニズムの設計が重要である。

自然災害発生時の停電を最小限に抑えるため、分散型発電装置と蓄電システムの最適配置、および平常時の電力損失削減と非常時の負荷シェディング最小化を同時に達成する新しい最適化モデルを提案する。

電力貯蔵装置を用いた周波数調整には、充放電効率や周波数偏差の分散に応じた予想エネルギー損失が伴う。また、調整電力の提供期間が長いほど、電力貯蔵装置の寿命期間にわたる周波数調整の利益は逆比例する。

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